固废行业减碳价值测算：填埋气资源化减排及经济效益突出！

中性情景假设下，我们预计CCER碳价为30元/tCO2，在可再生能源替代火电发电的垃圾焚烧、填埋气资源化、生物质利用三种项目类型中，填埋气资源化减排及经济效益最为突出，度电减碳量可达0.00578吨，度电增收0.17元，利润弹性102%~339%。此外，餐厨处置项目也可以通过产生沼气供气或供热实现减排、利润弹性达18.75%；林业碳汇项目每亩储碳量0.90tCO2，每亩林增收27元，利润弹性达66.73%。

1. 垃圾焚烧：度电减碳增收近4分钱，利润弹性约12%

生活垃圾焚烧CCER审定项目114个，已备案24个，减排量备案5个约55万吨，头部上市公司产能占比30%。据我们统计，截至2017年底信息平台中已公示的审定项目中有114个生活垃圾焚烧项目，合计处理规模达11.6万吨/日，已经通过备案的项目达24个，减排量备案项目5个，备案减排量为54.8万tCO2e。从审定项目所属企业分布来看，2013-2017年，光大环境、绿色动力、伟明环保、中科环保、瀚蓝环境、上海环境等公司已有的审定项目规模较高，分别为0.86、0.715、0.705、0.65、0.635、0.57万吨/日，合计占整体生活垃圾焚烧公开项目规模的比例达30%。我们认为自愿减排项目审核流程重新发布后，拥有较多审定项目的企业能够优先申请减排量备案，并在交易所进行减排量交易获取附加收入。

垃圾焚烧减碳量测算：以已审定的114个项目为样本，生活垃圾焚烧项目兆瓦时温室气体减排量均值为1.32 tCO2e、单吨垃圾温室气体减排量为0.36 tCO2e。生活垃圾焚烧减碳量测算的核心机制如下：

1、 减碳机理：1）与填埋场相比，避免含甲烷填埋气体的产生和排放；2）利用垃圾焚烧发电替代电网中以火电为主的等量电量。

2、 自愿减排方法学：主要为CM-072-V01：“多选垃圾处理方式”（1.0版）。

3、 基准线识别：在没有本项目的情况下，项目焚烧的生活垃圾将由垃圾填埋场处理，且填埋场没有沼气收集利用的装置，沼气直接排空，所发电量由电网提供。

基准线的排放来源：在本项目活动不存在的情况下，1）来自垃圾填埋场的CH4 排放；2）能量生产或电网消耗的电量产生的CO2。

垃圾焚烧项目的排放来源：生活垃圾将由项目焚烧厂进行焚烧处理，废水由渗滤液处理厂处理，焚烧发电电量传导至南方电网。排放来源包括1）项目边界内生活垃圾焚烧的排放；2）电力消耗的排放；3）非发电用途的化石燃料消耗的排放；4）废水处理的排放。

垃圾焚烧减碳经济效益测算：CCER碳价 30元情景下，度电CCER收入达0.039元，对生活垃圾焚烧项目收入端弹性达4.48%，利润端弹性达12.01%，净利率提升2.01pct至29.96%；CCER碳价 60元情景下，度电CCER收入将提升至0.079元，收入端弹性增至8.95%，利润端弹性增至24.02%，净利率提升3.87pct至31.81%。

依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所CCER碳价，我们对生活垃圾焚烧项目CCER碳交易经济效益进行了敏感性测算，具体假设如下：

1、生活垃圾焚烧处理费及年运行天数参考行业平均水平，分别为65元/吨及350天，上网电价与目前生活垃圾焚烧统一上网电价0.65元/度保持一致，单吨垃圾上网电量按280度/吨计算。

2、生活垃圾焚烧运行成本按照1000吨/日的处理规模，可变成本1800万元，固定成本2500万元计算，期间费用率假设基准线情景时达13%，并且CCER碳交易不会带来新增的期间费用，所得税率为25%。

3、 本次测算主要选取CCER碳价作为调节因子。CCER交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位上网电量碳减排量以已审定的114个生活垃圾焚烧项目设计方案为依据计算其均值，考虑CCER碳价分别为20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/ tCO2。

2. 填埋气资源化：度电减碳增收近2毛钱，利润弹性翻倍

填埋气资源化减碳量测算：以已审定的16个项目为样本，填埋气资源化项目兆瓦时温室气体减排量均值为5.78 tCO2e。填埋气资源化减碳量测算的核心机制如下：

1、减碳机理：1）收集利用填埋场产生的填埋气，避免含甲烷填埋气体的产生和排放；2）利用垃圾填埋气发电替代电网中以火电为主的等量电量。

2、自愿减排方法学：主要为CMS-002-V01 联网的可再生能源发电及CMS-022-V01 垃圾填埋气回收。

3、基准线识别：在没有本项目的情况下，填埋场没有沼气收集利用的装置，沼气直接排空，所发电量由电网提供。

基准线的排放来源：在本项目活动不存在的情况下，1）来自垃圾填埋场的CH4 排放；2）能量生产或电网消耗的电量产生的CO2。

填埋气资源化项目的排放来源：垃圾填埋气将被收集利用进行发电，所发电量传送至电网。排放来源包括1）项目设备运行消耗的化石燃料或电力所产生的排放；2）火炬焚烧或燃烧填埋气所产生的排放；3）填埋气提纯过程产生的排放。

填埋气资源化减碳经济效益测算：CCER碳价 30元情景下，度电CCER收入达0.17元，对填埋气资源化项目收入端弹性达27.18%，利润端弹性达101.77%，净利率提升11.75pct至31.78%；CCER碳价 60元情景下，度电CCER收入将提升至0.35元，收入端弹性增至54.36%，利润端弹性增至203.54%，净利率提升19.36pct至39.39%。

依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所CCER碳价，我们对填埋气资源化项目CCER碳交易经济效益进行了敏感性测算，具体假设如下：

1、填埋气资源化项目装机容量为2MW，对应总投资额1500万元，折旧年限为19年，固定资产残值率5%，全年发电小时数7200小时，上网电价为0.64元/度，机组发电效率及厂自用电比例分别为68%和6%。

2、填埋气资源化项目经营成本为250万元，期间费用率假设基准线情景时达18%，并且CCER碳交易不会带来新增的期间费用，稳定运营期所得税率为25%。

3、 本次测算主要选取CCER碳价作为调节因子。CCER交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位上网电量碳减排量以已审定的16个填埋气资源化项目设计方案为依据计算其均值，考虑CCER碳价分别为20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/ tCO2。

3. 餐厨处置：单吨垃圾减碳增收18.90元，利润弹性约19%

餐厨垃圾处理减碳量测算：以已审定的2个项目为样本，其中临沂项目餐厨垃圾厌氧消化产生的沼气作为燃料供热，南宁项目餐厨垃圾厌氧消化产生的沼气经提纯后制备天然气，餐厨项目单吨垃圾温室气体减排量均值为0.58tCO2e。餐厨项目减碳量测算的核心机制如下：

1、 减碳机理：1）通过餐厨垃圾处理减少甲烷排放；2）使用沼气替代原供热锅炉使用的燃煤或者项目所产生的天然气替代燃气。

2、 自愿减排方法学：主要有CMS-016-V01 通过可控厌氧分解进行甲烷回收；CMS-001-V02 用户使用的热能，可包括或不包括电能；CM-072-V01多选垃圾处理方式（第一版）。

3、 基准线识别：在没有本项目的情况下，餐厨垃圾在垃圾填埋场自然腐烂产生甲烷，垃圾填埋场不回收和处理垃圾填埋气，项目所提供的蒸汽由燃煤锅炉提供或项目所产生的天然气由当地天然气配送管网提供。

基准线的排放来源：在本项目活动不存在的情况下，1）来自垃圾填埋场的甲烷排放；2）燃煤锅炉提供蒸汽或者通过天然气配送网供应提纯的沼气。

餐厨项目的排放来源：餐厨垃圾进行厌氧消化产生沼气和油脂，沼气经过提纯后制备天然气，油脂作为化工原料出售，废水经处理达标后排放。1）餐厨垃圾处理过程中产生的CH4泄漏；2）项目现场电力消耗的排放；3）项目所产生的废水厌氧处理过程产生的 CH4 排放。

餐厨垃圾处理减碳经济效益测算：CCER碳价30元情景下，单吨垃圾CCER收入达18.90元，对餐厨项目收入端弹性达5.03%，利润端弹性达18.75%，净利率提升2.63pct至22.75%；CCER碳价60元情景下，单吨餐厨垃圾CCER收入将提升至37.80元，收入端弹性增至10.06%，利润端弹性增至37.50%，净利率提升5.02pct至25.14%。

依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所CCER碳价，我们以“南宁市餐厨废弃物资源化利用和无害化处理厂”项目为例，对餐厨垃圾处理项目CCER碳交易经济效益进行了敏感性测算，项目具体参数及假设如下：

1、南宁餐厨项目收益包含三部分：1）餐厨垃圾处理费：项目产能为200吨/天，年运行天数为350天，处理费为279.50元/吨；2）出售天然气：年天然气供应量为187.48万立方米，天然气价格为2.2元/立方米；3）提油收入：地沟油处理产能22吨/天，年提油量660吨，生物柴油价格3950元/吨。

2、餐厨项目运行成本按照70000吨/年的处理规模，可变成本790万元，固定成本950万元计算，期间费用率假设基准线情景时达7%，并且CCER碳交易不会带来新增的期间费用，所得税率为25%。

3、 本次测算主要选取CCER碳价作为调节因子。CCER交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单吨餐厨垃圾碳减排量以南宁项目设计方案0.63 tCO2e/吨为依据，考虑CCER碳价分别为20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/tCO2。

4. 生物质利用：度电减碳增收近2毛钱，利润端弹性达21%

生物质发电减碳量测算：以已审定的项目为样本，生物质发电项目兆瓦时温室气体减排量均值为0.67tCO2e。生物质发电减碳量测算的核心机制如下：

1、 减碳机理：1）避免生物质遗弃腐烂或无控焚烧带来的温室气体排放；2）生物质发电替代以燃煤发电为主的电网提供的等量电量。

2、 自愿减排方法学：主要为CM-092-V01 纯发电厂利用生物废弃物发电（第一版）。

3、 基准线识别：在没有本项目的情况下，本项目使用的生物质废弃物在有氧环境下遗弃、腐烂或在田间无控焚烧，同等的电力是由以燃煤发电为主的电网供给。

基准线的排放来源：在本项目活动不存在的情况下，1）生物质废弃物的无控燃烧或腐烂；2）能量生产或电网消耗的电量。

生物质项目的排放来源：生物质废弃物运至项目现场作为燃料发电，发电电量传导至华北电网。1）项目现场消耗化石燃料；2）生物质废弃物场内/场外运输和加工；3）燃烧生物质废弃物发电。

生物质发电减碳经济效益测算：CCER碳价30元情景下，度电CCER收入达0.02元，对生物质发电项目收入端弹性达2.68%，利润端弹性达21.49%，净利率提升1.71pct至11.06%；CCER碳价60元情景下，度电CCER收入将提升至0.04元，收入端弹性增至5.36%，利润端弹性增至42.99%，净利率提升3.34pct至12.69%。

依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所CCER碳价，我们对生物质发电项目CCER碳交易经济效益进行了敏感性测算，项目具体参数及假设如下：

1、生物质发电项目发电机组容量及年发电小时数参考行业平均水平，分别为30MW及6500小时，厂用电率10%，上网电价与目前生物质发电统一上网电价0.75元/度保持一致，单吨生物质（湿基）上网电量按700度/吨计算。

2、生物质发电项目运行成本按照生物质（湿基）27万吨/年的使用规模，可变成本9000万元，固定成本1600万元计算，期间费用率假设基准线情景时达7%，并且CCER碳交易不会带来新增的期间费用，所得税率为25%。

3、本次测算主要选取CCER碳价作为调节因子。CCER交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位上网电量碳减排量以已审定的生物质发电项目设计方案为依据计算，考虑CCER碳价分别为20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/tCO2。

5. 林业碳汇：每亩林储碳0.9吨，经济效益额外性较强

碳汇造林储蓄量测算：以已审定的20个项目为样本，碳汇造林项目每亩林温室气体储蓄量均值为0.90 tCO2e。碳汇造林储蓄量测算的核心机制如下：

1、碳汇机理：森林具有碳汇功能，通过植树造林、科学经营森林等活动、保护和恢复森林植被，增汇减排，是减缓气候变化的重要途径。

2、自愿减排方法学：主要为AR-CM-001-V01《碳汇造林项目方法学》（V01）。

3、 基准线识别：项目区将长期保持当前的宜林荒山荒地状态。

基线碳汇量：在无林地上造林，基线情景下的枯死木、枯落物、土壤有机质和木质林产品碳库的变化量可以忽略不计，在事前预估时和事后监测时都忽略散生木碳储量变化，统一视为0。

项目碳汇量：以造林树种碳储量计量模型估算项目边界内林木生物量碳储量的变化量。

碳汇造林经济效益测算：CCER碳价30元情景下，每亩林地CCER收入达27.00元，对林业碳汇项目收入端弹性达15.39%，利润端弹性达66.73%，净利率提升10.26pct至33.33%；CCER碳价60元情景下，每亩林地CCER收入达54.00元，对林业碳汇项目收入端弹性达30.79%，利润端弹性达133.46%，净利率提升18.11pct至41.18%。

依据已审定的自愿减排项目的项目设计方案及北京环境交易所CCER碳价，我们对碳汇造林项目CCER碳交易经济效益进行了敏感性测算，具体假设如下：

1、以福建金森2020年年报数据为基准，公司2020年末林业总面积达80.7万亩，总储蓄650.23万立方米，木材销售4.15万立方米，林业营业收入1.42亿元，林业毛利0.86亿元。

2、 本次测算主要选取CCER碳价作为调节因子。CCER交易价格主要参考北京环境交易所碳价，单位面积碳储蓄量以已审定的20个碳汇造林项目设计方案为依据计算其均值，考虑CCER碳价分别为20元/tCO2、30元/tCO2、60元/tCO2、100元/tCO2。

林业碳汇项目额外性较强，经济效应助力可持续发展。我国林业行业普遍存在财政支持力度不足，资金缺口大；银行信贷困难，融资渠道单一；担保机制及配套措施不够完善，国家政策支持力度不够等投融资问题。此外，林业投资单亩投资较高，周期一般较长，在20-30年内经济回报低，降低了林业投资的吸引力。因此，林业碳汇项目开发具备较强的额外性，即这种项目及其减排量在没有CCER支持情况下, 存在具体财务效益指标、 融资渠道、技术风险、市场普及和资源条件方面的障碍因素, 靠当前条件难以实现。CCER交易能在短时间内为林业经营带来较大经济收益，同时助力造林增汇、改善生态环境和自然景观，促进地方经济社会的可持续发展。